热工自动化系统控制逻辑优化与反事故措施

第1页共29页提高火电厂热工自动化系统可靠性的十六项重点要求(初稿)提高热工自动化系统可靠性技术研究项目组2007年8月第2页共29页前言随着热工系统监控功能不断增强，范围迅速扩大，故障的离散性也增大，使得组成热控系统的控制逻辑，保护信号取样及配置方式，测量设备（包括测量元件、开关、变送器、显示装置等）、控制设备（包括控制装置、计算机系统硬/软件等）、执行设备（包括执行机构、电动门、电磁阀等）、电缆、电源、热控设备的外部环境以及为其工作的设计、安装调试、运行维护和检修人员的素质等等，这中间任何环节出现问题，都会导致热控装置部分功能失效，引发系统故障或机组跳闸，甚至损坏主设备。尤其由于种种原因，热工控制逻辑的完善性和合理性、热工保护信号的取信方式和配置，都还存在不尽人意处，引发热工保护系统不必要的误动还时有发生。为贯彻“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的方针，原国家电力公司于2000年9月28日颁发国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，国家发展和改革委员会于2004年11月颁发了电力行业标准DT/L774-2004《热工自动化系统检修运行维护规程》，这对防止电力生产重大事故，提高热工自动化系统的可靠性，保证电厂安全经济运行发挥了重要作用。在电力工业发展进入大电网、大机组和高度自动化以及电力生产企业面临安全考核风险增加和市场竞争环境加剧的今天，进一步提高热控设备和系统的运行可靠性和机组运行的安全经济性已至关重要。为此在中国电力企业联合会科技服务中心和全国发电机组技术协作会牵头组织下，我们结合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和DT/L774-2004《热工自动化系统检修运行维护规程》等标准的贯彻落实，在调研、总结、提练安全生产的最新技术和经验教训的基础上、通过进一步的研究，编写了《提高火电厂热工自动化系统可靠性的XX项重点要求》，希望经过更多专家的审议、修正和完善，为各发电公司（厂）提高热工自动化系统可靠性作出一些有益的贡献。第3页共29页目录1.单元机组分散控制系统配置..........................................................................42.公用系统与辅助系统配置..............................................................................53.热工保护逻辑与设备优化..............................................................................64.热工控制逻辑与设备优化..............................................................................75.信号测量与报警............................................................................................86.硬接线设计和后备监控设备........................................................................107.电源系统.....................................................................................................118.热工气源.....................................................................................................139.接地系统.....................................................................................................1310.电缆与接线.................................................................................................1411.取样装置和管路..........................................................................................1512.TSI系统可靠性提高（详细参考附件5）......................................................1613.火检监视系统..............................................................................................1614.热工设备环境及防护措施............................................................................1615.事故应急处理预案......................................................................................1716.热工自动化系统定期试验与管理.................................................................17附件1：“热工保护逻辑可靠性优化”建议........................................................20附件2：“单点信号保护联锁系统可靠性优化”建议.........................................22附件3：“通讯故障防范措施”建议...................................................................25附件4：汽包水位测量保护系统提高可靠性措施.................................................27附件5：提高TSI装置运行可靠性的技术措施......................................................28第4页共29页1.单元机组分散控制系统配置1.1操作员站、工程师站、实时数据服务器和通讯网络的配置：（与现场与操作员站，不同CRT间操作优先权问题）。1）DCS中的操作员站、控制器、实时数据服务器和通讯网络均应采用可靠的冗余配置。2）为便于检修与维护，工程师站宜具备操作员站显示功能，否则宜在工程师室中配置操作员站，单元机组集控室内操作员站通常宜不少于4台。1.2控制器的配置，应遵循下列原则：1）主要控制器应采用冗余配置，控制器的对数配置，应严格遵循机组重要保护和控制分开配置的独立性原则,不应以控制器能力的提高为由减少控制器的配置数量而降低了系统配置的分散度。2）为防止一对控制器故障导致机组被迫停运事故的发生，重要的多台冗余或组合的辅机（辅助设备）控制，应按下列原则配置控制器：送风机、引风机、一次风机、凝结水泵和循环水泵等两台冗余的重要辅机以及A、B段厂用电，应分别配置在不同的控制器中，但允许送风机和引风机等按介质流程组合在一个控制器中。给水泵控制系统宜分泵配置在不同控制器中，但允许同泵的MEH系统和和METS系统合用控制器。磨煤机、给煤机和油燃烧器等多台冗余或组合的重要设备应纵向组合，配置到至少三个控制器中。3）为减少一对控制器故障引起模拟量控制系统失灵造成的影响，控制回路可按下列配置分散在不同控制器中：单元机组协调控制系统和引风控制系统；燃烧控制系统和送风控制系统；给水控制系统；（应在不同的控制器中）；主汽一级减温控制系统和再热汽摆动火嘴控制系统；主汽二级减温控制系统和再热汽喷水减温控制系统；影响同一重要参数的控制回路应尽量配置在不同控制器中，不宜将主汽温度和再热汽温度控制，或送风和引风控制系统等集中配置在一对控制器中。4）同一个控制系统的纵向（如对应制粉系统的给煤机、磨煤机、风门等）应布置在同一控制器中。5）为保证重要监控信号在控制器故障时不会失去监视，应在不同对的控制器中配置下列重要安全参数（配置硬接线后备监控设备的除外）：1）汽包水位（超临界压力机组除外）2）主蒸汽压力3）主蒸汽温度4）再热蒸汽温度5）炉膛压力（大量程）1.3I/O信号的配置，应遵循下列原则：1）重要I/O信号，应冗余配置（重要的关键参数，应采用三重冗余变送器测量，如机组负荷、主蒸汽压力、调节级压力、汽包水位、汽包压力、炉膛负压、汽轮机转速等；仅次于关键参数的重要参数，应采用双重冗余变送器测量，如过热汽温、再热汽温、给水温度、给煤量、磨煤机一次风量、磨煤机出口温度、加热器水位、减温水流量、凝结水流量、主机润滑油温、发电机氢温、除氧器压力、磨煤机入口负压、烟气含氧量、汽机调门开度、主蒸汽温度、主第5页共29页给水流量、除氧器水位、热井水位、总二次风流量、一次风压力等）2）冗余配置的I/O信号，必须分别配置在不同的I/O模件上。3）多台同类设备，其各自控制回路的I/O信号必须分别配置在相互独立的I/O模件上。4）同一个控制回路的输出与输入信号应布置在同一对控制器模件机柜中。5）模件通道间应相互隔离（防止一个通道电压串入，损坏其它通道等故障的发生）。6）用于机组和主要辅机跳闸的输入信号，必须直接通过相应保护控制器的输入模件接入。7）DCS系统宜具备二路GPS时钟接入功能，操作员站、工程师站、SOE及控制器应能自动与GPS时钟同步，并设置系统的备用时钟，当GPS时钟发生故障时，能自动切换到备用时钟作为系统的主时钟。1.4DCS系统的各项性能指标（控制器处理周期、系统响应时间、SOE分辨率、处理器的最大负荷率和系统通讯负荷率等），应满足DT/L774-2004《热工自动化系统检修运行维护规程》要求。1.5控制系统与其连接的所有相关系统（包括专用装置)的通讯负荷率设计，必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象)之内，其接口设备应稳定可靠。1.6与其它信息系统联网时，必须按照《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》、《全国电力二次系统安全防护总体方案》和相关法规的要求，配置有效的隔离防护措施。1.7正常运行时，操作员站的外部接口功能与工程师的系统维护功能应闭锁。1.8DCS应达到EMCⅡ级电磁兼容性要求。1.9当用于保护与控制的参数严重异常时，应有明显的声光报警，并提供可进一步了解信号情况的手段。1.10当DCS与DEH为不同系统时，为防止DEH操作员站出现异常时，汽轮机失去监视和控制，宜在DCS画面上实现DEH的主重要监视和操作功能，机组正常运行时DCS系统内屏蔽操作功能，当DEH操作员站出现异常时开放此项功能。1.11ETS系统通讯应为双网通讯，保证当发生局部通讯不正常时，ETS系统能正常工作。2.公用系统与辅助系统配置2.1辅助系统热工自动化水平应按照《火力发电厂辅助系统(车间)热工自动化设计技术规定》(DL/T5227-2005)，从控制方式、热工自动化系统配置与功能、运行组织、辅助车间设备可控性等多方面综合考虑。2.2水、气、煤、灰、油等程控系统和脱硫系统应设置必要的就地操作功能，以便在程控系统故障的紧急情况下，可以通过就地手操功能维持公用系统运行。2.3采用车间集中控制的辅助系统(车间)宜在无人值班车间(区域)设置闭路电视监视系统，并与主厂房闭路电视监视系统统一考虑，以便于就地设备的监视。2.4采用煤、灰、水集中控制的控制网络系统其网络系统的通